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Atomkraft-Debatte : Was folgt aus dem Abschalten der Kraftwerke?

Bild: F.A.Z.

Ein möglicher Ausstieg aus der Atomkraft, wie er in Deutschland erwogen wird, verursacht zwar keinen Blackout, erfordert aber erhebliche Investitionen in neue Kraftwerke und das Stromnetz. Sieben Fragen und Antworten zur Atomdebatte.

          3 Min.

          Die Katastrophe von Fukushima hat weltweit Debatten über die zukünftige Nutzung der Atomenergie ausgelöst. In Deutschland wird ein kompletter Ausstieg erwogen. Die Folgen wären zu meistern, aber unter erheblichen Kosten.

          Andreas Mihm

          Wirtschaftskorrespondent in Wien.

          Droht nach dem Abschalten der Kernkraftwerke ein Blackout?

          Auch nach Abschalten der sieben Meiler stehen ausreichende Erzeugungskapazitäten zur Verfügung, um die Stromnachfrage in Spitzenzeiten zu decken. Allerdings fällt es den Netzbetreibern schwerer, die Spannung im Netz konstant zu halten, wenn große Kraftwerke abgeschaltet werden. Denn Strom fließt physikalisch immer dorthin, wo der Widerstand am geringsten ist. Das kann zu Überlastungen von Leitungen führen. Um das zu verhindern, werden jetzt Bauarbeiten und Reparaturen verschoben. Die Netzstabilität ist schon heute wegen der unsteten Einspeisung des Ökostroms in Frage gestellt. Allerdings ist die Netzstabilität in Deutschland, gemessen an den Versorgungsunterbrechungen, eine der höchsten in der ganzen Welt.

          Bild: F.A.Z.

          Was bedeutet der Umstieg auf erneuerbare Energien für das Stromnetz?

          Der Umstieg hat zahlreiche Konsequenzen. Er stellt die gesamte Netzstruktur vor eine Herausforderung. Denn historisch wurden Kraftwerke nahe an den Verbrauchszentren gebaut. Wenn neue Erzeugung wie die Windfarmen jetzt vor allem in Norddeutschland entsteht, müssen Leitungen gelegt werden, um den Strom in die Verbrauchszentren zu transportieren. Dass es einen großen Neubaubedarf für dieses Höchstspannungsnetz gilt, ist unstrittig. Wie groß er ausfällt und wie er umgesetzt wird, ist dagegen strittig. Dahinter stehen auch technische Fragen: Kann über Hochtemperaturseile auf bestehenden Trassen mehr Strom transportiert werden? Sollen neue Leitungen in der Erde verlegt (verkabelt) werden, auch wenn das viel teurer ist?

          Wer bezahlt das Netz?

          Ökonomen bezeichnen das Netz als ein „natürliches Monopol“. Deshalb werden die Preise, die die Netzbetreiber für die Durchleitung des Stroms kassieren dürfen, staatlich vorgegeben. Die genehmigten Kosten für Modernisierung und Neubau werden dann auf den Strompreis umgelegt, etwa die Anschlusskosten für Offshore-Windfarmen in der Nordsee. Netzbetreiber halten die von der Bundesnetzagentur gewährte Verzinsung für nicht ausreichend, um Kapital für die notwendigen Investitionen zu mobilisieren.

          Wer betreibt das deutsche Netz?

          Auf der Höchstspannungsebene gibt es vier Betreiber, die für den innerdeutschen Stromtransport und den Austausch mit dem Ausland verantwortlich sind. Da sie für die Stabilität des Netzes verantwortlich sind, können sie Erzeuger anweisen, Kraftwerke abzuschalten oder die Leistung zu erhöhen. Die Netzbetreiber sind 50Hertz (früher Vattenfall, Ostdeutschland), ENBW (Südwesten), Amprion (RWE, Westen) und Tennet (früher Eon, Nordwesten, Mitte, Südosten). Das Verteilnetz wird von Stadtwerken betrieben.

          Wie ist die Vernetzung ins Ausland?

          Historisch sollte die Vernetzung mit dem Ausland dazu dienen, das Netz in Notfällen zu stabilisieren. Die Kuppelstellen an den Grenzen werden ausgebaut, um die Vernetzung zu intensivieren und den grenzüberschreitenden Handel zu verbessern. Die EU und die Bundesregierung erhoffen sich davon mehr Wettbewerb und Kostenvorteile. Allerdings ist es heute häufig so, dass erhebliche Mengen Windstrom, in Deutschland in nachfrageschwachen Zeiten nicht abgenommen werden und ins Ausland fließen.

          Wie groß ist das deutsche Stromnetz?

          Das deutsche Stromnetz ist nach Branchenangaben knapp 1,8 Millionen Kilometer lang. Es wird meist in drei Ebenen unterteilt: Das Transportnetz mit 220 bis 380 Kilovolt Höchstspannung ist 35 708 Kilometer lang; auf die regionalen Verteilnetze entfallen für 60 bis 220 kV Hochspannung 76 279 Kilometer und für Mittelspannung von 1 bis 60 kV 507 210 Kilometer. Hinzu kommt die 1,16 Millionen Kilometer lange Niederspannungsebene, über die vor allem Haushalte, kleinere Gewerbebetriebe und die Landwirtschaft mit Strom lokal versorgt werden. Derzeit wird in Europa von einer vierten Ebene, dem sogenannten Overlay-Netz, gesprochen. Über die vierte Ebene soll Strom aus der Nordsee (Norsee-Grid/Seatec) oder der Wüste (Desertec) über sehr große Entfernungen von einem Einspeise- zu einem Ausspeisepunkt transportiert werden. Das Netz existiert derzeit aber nur auf dem Papier.

          Wie viele neue Leitungen müssen verlegt werden?

          Die Deutsche Energieagentur hat ausgerechnet, dass auf Basis der Ausbauziele der Bundesregierung für Ökostrom bis zum Jahr 2020 neue Höchstspannungsleitungen in einer Länge von mehr als 4000 Kilometern verlegt werden müssten – wogegen sich schon heute beachtliche Widerstände regen. Ausgebaut werden muss aber auch das lokale und regionale Netz, weil immer mehr Strom (Photovoltaik, Biogasverstromung, Blockheizkraftwerke) dezentral erzeugt wird, und zwar meist mehr, als der Erzeuger für die Selbstversorgung benötigt. Die Länge hängt davon ab, wie viele Anlagen neu gebaut werden. Der Branchenverband BDEW schätzt den notwendigen Ausbau des Verteilnetzes auf 195 000 bis 380 000 Kilometer. Um die wachsende Zahl unterschiedlicher Erzeuger zu koordinieren, soll in größerem Maße Informationstechnik zur Netzsteuerung eingesetzt werden. Fachleute sprechen von einem „Smart Grid“.

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